Report on electricity interconnection management and use. June 2008

Rapport sur la gestion et l’utilisation des interconnexions électriques

Juin 2008

Préambule par Andris Piebalgs ...3

Synthèse ...4

Introduction ...5

1. Contexte ...5

1.1. Rôle des interconnexions ...5

1.2. Années 2005 et 2006 : un tournant majeur dans la gestion des interconnexions ...5

1.3. Année 2007 : un consensus croissant autour d’un mécanisme-cible ...7

2. Objectifs du rapport ...8

Partie 1 - Bilan de la gestion des interconnexions en 2007

1. Indicateurs globaux ...10

1.1. Valeurs comparées des capacités d’interconnexion ...10

1.2. Niveau d’utilisation des capacités d’interconnexion ...10

1.3. Indicateur d’imperfection des marchés ...12

1.4. Rente de congestion ...13

1.5. Concurrence sur les interconnexions ...14

2. Analyse des mécanismes d’allocation des capacités de long terme ...14

2.1. Valorisation des capacités de long terme ...14

• Enchères annuelles ...15

• Enchères mensuelles ...17

2.2. Utilisation des capacités de long terme...19

2.3. Retour d’expérience sur les marchés secondaires ...20

• Reventes de capacités ...21

• Transferts de capacités ...22

3. Analyse des mécanismes d’allocation des capacités journalières ...22

3.1. Valorisation des capacités journalières vendues par enchères explicites ...22

3.2. Utilisation des capacités journalières vendues par enchères explicites ...25

3.3. Retour d’expérience sur le couplage des marchés trilatéral ...28

3.4. Estimation de la « perte sociale » liée à l’absence de méthodes implicites ...29

3.5. Couplage de marché et pics de prix ...30

4. Capacités infra-journalières ...32

4.1. Bilan des échanges infra-journaliers en 2007 ...32

4.2. Cas de l’interconnexion France-Espagne...32

5. Echanges d’ajustement ...33

5.1. Bilan des échanges d’ajustement en 2007 ...34

5.2. Potentiel de développement des échanges d’ajustement ...36

6. Gestion des capacités par les gestionnaires de réseaux ...36

6.1. Evolution des capacités ...36

• Evolution des capacités nettes proposées deux jours en amont de la livraison (CNP J-2) ...37

• Evolution des capacités proposées aux enchères de long terme ...41

SOMMAIRE

6.2. Réductions de capacités et coûts de « redispatching » ...44

6.3. Annulations d’enchères ...47

6.4. Coût de l’absence de « netting » sur l’interconnexion avec la Belgique ...48

Partie 2 - Mécanismes cibles et prochains développements

1. Allocation des capacités de long terme ...49

1.1. Mécanisme cible ...49

1.2. Questions ouvertes ...49

• Fermeté des capacités ...49

• Droits physiques ou financiers ...52

• Marchés secondaires ...53

• Etendue des plates-formes d’enchères...53

1.3. Etat d’avancement dans les initiatives régionales ...54

2. Allocation des capacités journalières ...54

2.1. Mécanisme cible ...54

2.2. Questions ouvertes ...54

• Compatibilité et ordre des projets de couplage ...55

• Statut des bourses de l’électricité ...55

2.3. Etat d’avancement dans les initiatives régionales ...55

3. Allocation des capacités infra-journalières ...56

3.1. Mécanisme cible ...56

3.2. Questions ouvertes ...57

• La gestion des échanges d’énergie ...57

• La valeur ajoutée des projets ...58

3.3. Etat d’avancement dans les initiatives régionales ...58

4. Echanges d’ajustement ...59

4.1. Les différents modèles théoriques ...59

• Le modèle « Acteur-GRT » ...59

• Le modèle « GRT-GRT » ...60

4.2. Le mécanisme cible en discussion ...60

4.3. Questions ouvertes ...61

• L’accès à la capacité d’interconnexion ...61

• Le modèle de gestion de l’équilibre entre injections et soutirages ...61

• Le degré d’harmonisation souhaitable ...61

4.4. Etat d’avancement dans les initiatives régionales ...61

Conclusion ...63

Liste des abréviations ...64

Sans interconnexions électriques, il n’y aura jamais de marché unique de l’électricité. Et l’absence d’un marché européen de l’électricité – comme du gaz – pèse lourd sur le marché intérieur dans son ensemble.

C’est pourquoi, l’utilisation optimale des interconnexions existantes s’impose, de même que la nécessité d’investir dans les

« maillons manquants ». Tel est le souci de la Commission européenne, souci notamment rappelé dans le Plan stratégique sur les interconnexions, publié en janvier 2007 dans le cadre de la Stratégie en faveur d’une politique européenne de l’énergie. A cet égard, la réalisation de l’interconnexion électrique franco-espagnole aura valeur de test.

Afin de compléter l’arsenal juridique communautaire, la Commission européenne a fait de nouvelles propositions dans le

« troisième paquet législatif ». Ces propositions visent notamment à doter les autorités de régulation nationales des mêmes pouvoirs en la matière, basés sur le plus grand dénominateur commun. N’oublions pas en effet que leur mission consiste à s’assurer de la conformité des méthodes de gestion des congestions aux interconnexions avec les dispositions réglemen- taires européennes, ainsi que de leur efficacité. Outre cette « harmonisation vers le haut », Il importe également de renforcer la coopération entre régulateurs nationaux, d’où la proposition de mettre en place une Agence de coopération entre eux au niveau communautaire. Cette Agence recueille un très large soutien.

D’ores et déjà, les travaux menés sous la houlette du groupe européen des régulateurs de l’électricité et du gaz (ERGEG), dans le cadre des initiatives régionales de l’électricité, ont permis de dégager un consensus au niveau européen autour de mécanismes-cibles susceptibles de garantir une utilisation efficace des interconnexions.

Mais cet indispensable mouvement de convergence requiert également une approche frontière par frontière. Le deuxième rap- port annuel de la Commission de régulation de l’énergie sur la gestion et l’utilisation des interconnexions électriques s’inscrit dans cette perspective. En plus d’évaluer l’efficacité des méthodes de gestion des congestions existantes, il permet de mettre en lumière tout le chemin qu’il reste à parcourir pour aboutir à des mécanismes efficaces de gestion des congestions pour l’ensemble des frontières françaises.

Ce rapport a le mérite de déboucher sur des recommandations dont l’impact pourra se mesurer à l’échelle du continent euro- péen. Celles-ci sont d’autant plus nécessaires qu’elles s’inscrivent dans un contexte riche de projets de grande envergure, que ce soit l’extension en 2009 du couplage des marchés français, belge et néerlandais aux marchés allemand et luxembourgeois ou le développement d’échanges d’ajustement réciproques sur l’interconnexion entre la France et l’Angleterre.

Comme à l’accoutumée, l’exercice le plus délicat est de passer des recommandations aux actes. Cela pose inévitablement la question de l’incitation des gestionnaires de réseaux à améliorer rapidement la gestion des interconnexions. Le troisième paquet énergie en dessine les contours. Les régulateurs devront donc se saisir des outils offerts par ce nouveau cadre régle- mentaire afin d’améliorer progressivement la gestion et l’utilisation de l’ensemble des interconnexions.

Autant de petits pas qui, additionnés, renforceront le processus d’intégration des marchés.

M. Andris Piebalgs, Commissaire européen chargé de l’énergie

Préambule par Andris Piebalgs

Au-delà des quelques avancées concrètes obtenues en matière de gestion des interconnexions, l’événement le plus mar- quant de l’année 2007 aura certainement été l’apparition d’un consensus, au niveau européen, sur les grands principes des mécanismes cibles pour la gestion des interconnexions. Trois projets importants en cours de développement par les gestion- naires de réseaux et les bourses – la mise en place d’une plate-forme d’enchères unique pour allouer les produits de long et moyen termes et d’un couplage de marché « flow-based » dans la région « Centre – Ouest » (Belgique, Luxembourg, Pays- Bas, Allemagne, France), et, dans la région « France – Royaume-Uni – Irlande », la mise en place d’échanges d’ajustement réciproques sur l’interconnexion France-Angleterre – devraient ainsi jeter les bases de la future gestion des congestions aux interconnexions en Europe.

La réalisation effective, prévue pour la fin de l’année 2008 pour le projet de plate-forme d’enchères unique dans la région Cen- tre-Ouest, et pour mi-2009 pour les deux autres projets, constituera un tournant important dans la construction du marché européen de l’électricité. Ce sera un des succès du processus des initiatives régionales lancé par l’ERGEG il y a maintenant un peu plus de deux ans.

Il ne doit cependant pas occulter les nombreuses difficultés rencontrées par les régulateurs dans le processus d’intégration régionale des marchés et l’impression générale des acteurs de marché que ce processus pourrait avancer beaucoup plus rapidement. Ces difficultés et cette relative lenteur s’expliquent essentiellement par :

- un manque de consensus autour d’une architecture de marché cible vers laquelle tendraient progressivement les marchés nationaux,

- un manque d’harmonisation des pouvoirs et compétences des régulateurs en matière d’échanges transfrontaliers, qui a pour conséquence immédiate un manque d’incitations des gestionnaires de réseaux à accélérer l’intégration des marchés.

Plusieurs défis de taille attendent l’ensemble des parties prenantes dans les mois et années à venir pour réussir l’intégration des marchés :

- Comment faire en sorte que le « troisième paquet législatif » donne toutes les compétences nécessaires aux autorités de régula- tion nationales – ou à l’Agence de Coopération des Régulateurs de l’Energie (ACER) – en matière d’échanges transfrontaliers ? - Comment intégrer efficacement la Suisse au processus d’intégration régionale des marchés ?

- Quel statut futur pour les marchés organisés compte-tenu du rôle crucial qu’ils sont amenés à jouer dans la gestion des congestions aux interconnexions et, à terme, dans la construction du marché européen de l’électricité ?

- Comment prioriser les projets à développer au sein des quatre initiatives régionales auxquelles la France participe ?

- Comment améliorer le calcul des capacités d’interconnexion et éviter que les échanges transfrontaliers ne soient discriminés par rapport aux échanges internes à un pays ?

- Comment améliorer la qualité de l’accès aux interconnexions, et notamment le degré de fermeté des capacités proposées par les gestionnaires de réseaux, sans affecter le niveau des capacités mises à la disposition du marché ?

- Comment inciter les gestionnaires de réseaux à accélérer l’intégration des marchés, et plus particulièrement des marchés d’ajustement qui constituent le socle des architectures de marché nationales ?

La publication de ce deuxième rapport de la CRE sur la gestion et l’utilisation des interconnexions électriques est l’occasion de lancer le débat sur toutes ces questions cruciales et de réfléchir, ensemble, aux réponses à apporter pour réussir l’intégration des marchés.

Synthèse

1. Contexte

1.1. Rôle des interconnexions

Si les interconnexions électriques entre les différents pays européens ont été créées, à l’origine, afin de permettre l’assistance mu- tuelle des gestionnaires de réseaux dans le cas d’une défaillance technique brutale, et, dans le cas de réseaux synchrones, de per- mettre le réglage commun de la fréquence, elles sont maintenant les clefs de la construction du marché unique de l’électricité.

En effet, tout l’intérêt de la construction du marché unique de l’électricité est de profiter, pour le bénéfice du client final, de la complémentarité des parcs de production et de celle de la demande d’électricité dans les différents Etats membres. L’inté- gration des marchés a également pour objectif de stimuler la concurrence entre les opérateurs européens, toujours pour le bénéfice du client final.

Cependant, la construction de l’Europe de l’électricité rencontre un obstacle majeur : les lignes d’interconnexion entre les Etats, dont la capacité est limitée, forment des goulets d’étranglement qu’il est crucial, sinon de résorber, à tout le moins d’at- ténuer. Cela passe à la fois par le développement de nouvelles infrastructures de transport, mais aussi par une utilisation plus efficace des capacités d’échange existantes.

1.2. Années 2005 et 2006 : un tournant majeur dans la gestion des interconnexions

Jusqu’en 2004, la gestion des capacités d’interconnexion, entre la France et les Etats membres voisins d’Europe continentale, re- posait sur des mécanismes administrés : listes de priorité, ou mécanismes de prorata. Ces systèmes de gestion des congestions étaient issus de l’époque pendant laquelle les interconnexions étaient utilisées, en plus de leur rôle dans la sécurité des réseaux, essentiellement pour exporter, dans le cadre de contrats de long terme, l’électricité d’origine nucléaire surabondante en France.

Dans la perspective de l’établissement du marché européen de l’électricité, ces mécanismes administrés devaient évoluer vers des mécanismes de marché permettant le développement de la concurrence, conformément aux textes et à la jurisprudence communautaires (règlement 1228/2003¹ et arrêt du 7 juin 2005 de la Cour de justice des communautés européennes²).

C’est ainsi que la CRE, dans ses feuilles de route élaborées en 2005, conjointement avec les régulateurs des États membres voisins, et après consultation des acteurs de marché, s’est attachée à la mise en œuvre des exigences communautaires en demandant la mise en œuvre, au 1^er janvier 2006, de mécanismes d’enchères pour allouer les capacités d’interconnexion aux frontières de la France avec les autres Etats membres (encadré 1).

En 2006, deux évènements importants ont impacté la gestion des interconnexions :

- En février, le lancement par l’ERGEG des Initiatives Régionales de l’Electricité pour accélérer l’intégration des marchés à un niveau régional, et progresser en direction de l’établissement du marché intérieur de l’électricité à l’échelle de l’Union européenne. La France fait partie de quatre des sept régions (voir encadré 2) qui ont été définies par la Commission européenne et l’ERGEG :

• Centre – Ouest (avec l’Allemagne, la Belgique, le Luxembourg et les Pays-Bas) ;

• Centre – Sud (avec l’Allemagne, l’Autriche, la Grèce, l’Italie et la Slovénie) ;

• Sud – Ouest (avec l’Espagne et le Portugal) ;

• Royaume – Uni et Irlande.

1. Règlement (CE) n° 1228/2003 du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité.

2. CJCE 7 juin 2005, VEMW e.a., affaire C-17/03 (Rec. 2005, p. I-4983).

Introduction

- En décembre, l’entrée en vigueur des nouvelles orientations du règlement 1228/2003³. Alors que le règlement énonçait les principes généraux de gestion des congestions, ses nouvelles orientations fixent de manière précise les améliorations qui doivent être apportées aux mécanismes en vigueur. En particulier, elles requièrent une approche coordonnée à l’échelle ré- gionale pour le calcul et l’allocation des capacités d’interconnexion.

3. Décision de la Commission du 9 novembre 2006 modifiant l’annexe du règlement (CE) n° 1228/2003 concernant les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité.

4. http://www.cre.fr/fr/content/download/1488/24739/file/1104245627910.pdf 5. http://www.cre.fr/fr/content/download/2954/51135/file/1106931200640.pdf 6. http://www.cre.fr/fr/content/download/2951/51117/file/1132574638257.pdf 7. http://www.cre.fr/fr/content/download/2949/51094/file/1132574609898.pdf 8. http://www.cre.fr/fr/content/download/2943/51055/file/1133955538809.pdf 9. http://www.cre.fr/fr/content/download/2944/51058/file/1133864405419.pdf 10. http://www.cre.fr/fr/content/download/2939/51016/file/1147256830476.pdf 11. http://www.cre.fr/fr/content/download/2937/51004/file/1161932458933.pdf

1.3. Année 2007 : un consensus croissant autour d’un mécanisme-cible

Au-delà des quelques avancées concrètes obtenues en matière de gestion des interconnexions (encadré 3, page 8), l’évène- ment le plus marquant de l’année 2007 aura certainement été l’apparition d’un consensus, au niveau européen, sur les grands principes des mécanismes cibles pour la gestion des interconnexions (encadré 4, page 9).

Le rapport de l’ERGEG « Cohérence et Convergence », présenté lors du Forum de Florence de septembre 2007, a ainsi ex- posé la position partagée par l’ensemble des régulateurs européens sur les mécanismes efficaces de gestion des capacités d’interconnexion, qu’il convient de mettre en œuvre dans chaque région.

2. Objectifs du rapport

Les autorités de régulation nationales sont chargées, en vertu du point 1.10 des nouvelles orientations du règlement 1228/2003, d’évaluer régulièrement les méthodes de gestion de la congestion.

En mai 2007, la CRE a publié son premier rapport relatif à la gestion des interconnexions en 2006. Ce rapport a dressé le bilan – indéniablement positif – de l’entrée en vigueur des mécanismes d’enchères et de la suppression de la priorité d’accès des contrats de long terme. Des pistes d’améliorations aux mécanismes en vigueur étaient proposées dans une seconde partie.

Le présent rapport, relatif à la gestion des interconnexions en 2007, a de nouveau deux objectifs.

Tout d’abord, il s’agit de dresser le bilan de la gestion des interconnexions en 2007 (partie 1) :

- Pour cela, les indicateurs globaux qui avaient été élaborés lors du rapport précédent sont de nouveau exposés, permettant ainsi d’observer leur évolution.

- De plus, l’efficacité des échanges transfrontaliers est évaluée en détail pour chaque échéance de temps (long terme, journa- lier, infra-journalier et ajustement).

- Enfin, la gestion des capacités par les gestionnaires de réseaux est évaluée.

Le second objectif de ce rapport est de faire le point sur les mécanismes cibles qui font désormais consensus en Europe, et de dresser la liste des questions importantes qu’il reste à résoudre afin d’atteindre ces cibles (partie 2). En effet, si les grands principes de ces mécanismes cibles sont clairement établis (voir encadré 4), leur mise en œuvre concrète soulève de nombreu- ses questions auxquelles il conviendra d’apporter une réponse.

12. http://www.cre.fr/fr/content/download/1394/23903/file/1171273743222.pdf

Partie 1 :

Bilan de la gestion

des interconnexions en 2007

1. Indicateurs globaux

1.1. Valeurs comparées des capacités d’interconnexion

Les mécanismes d’allocation par enchères, qu’ils soient explicites ou implicites, permettent d’estimer la valeur que le marché attribue aux capacités d’interconnexion.

Le prix horaire moyen, révélé par les enchères pour chaque mégawatt d’interconnexion, toutes échéances confondues, est un élé- ment de comparaison entre les différentes interconnexions aux frontières françaises (tableau 1). Il peut, notamment, être utilisé : - dans la perspective d’investissements dans de nouvelles lignes d’interconnexion ; à titre indicatif, le coût de construction d’une

ligne d’interconnexion en courant alternatif s’élève à environ 300 à 500 k€/MW, et de 600 à 800 k€/MW en courant continu¹³ ; - pour améliorer la méthode utilisée par RTE pour partager la capacité d’export de la France sur ses frontières Est (encadré 5,

page 11).

1.2. Niveau d’utilisation des capacités d’interconnexion

La dernière colonne du tableau 2 ci-dessous le pourcentage d’heures dans l’année pendant lesquelles les capacités qui étaient disponibles ont été utilisées à leur maximum, dans le sens du différentiel de prix entre le marché français et les marchés voisins.

On constate qu’en dehors de l’interconnexion franco-italienne, qui est utilisée à son maximum 80% de l’année, les intercon- nexions françaises sont rarement saturées, malgré l’existence d’opportunités d’arbitrage (i.e. différentiel de prix) entre les deux marchés. A noter toutefois, que, sur l’interconnexion espagnole, le taux d‘utilisation de 30%, constaté pour une utilisation des capacités du jour pour le lendemain, est porté à 55 % par l’utilisation importante des capacités en infra-journalier (voir section 4.2 ci-après).

13. Estimations CRE sur la base des dernières réalisations. Le coût total d’une infrastructure d’interconnexion est susceptible de varier fortement selon la longueur de la liaison, l’importance des aménagements connexes (travaux sur les postes, renforcement des liaisons nationales, démontage de liaisons existantes, etc.), la nature de l’environnement (plaine, montagne, etc.), et l’adaptation aux contraintes sociétales (pylônes architecturés, enfouissement, modification du tracé, etc.). Par ailleurs, la capacité commerciale disponible peut être inférieure à la puissance technique de la liaison et fluctue selon l’évolution des flux sur le réseau.

La première colonne du tableau 2 montre également la forte convergence des prix entre la France et la Belgique, dont l’inter- connexion est gérée par un « market coupling » (voir section 3.3 ci-après).

14. Une marge de 1% des capacités est prise ici : une interconnexion est considérée « congestionnée » si le flux net sur cette interconnexion est supérieur à 99 % de la capacité nette (import ou export).

15. L’absence d’un prix horaire fixé en J-1 en Angleterre ne permet pas de comparer, comme sur les autres frontières, l’utilisation de l’interconnexion (réalisée au pas demi-horaire) avec le différentiel de prix.

16. Le coefficient d’influencement d’un échange x-y, sur un ouvrage z, est le flux de puissance supplémentaire dans l’ouvrage z résultant de l’augmentation du volume d’échange x-y. Ce coefficient est exprimé en %.

1.3. Indicateur d’imperfection des marchés

L’indicateur précédent fournit un élément de comparaison, entre les différentes interconnexions françaises, sur la disposition à payer des acteurs de marché pour la capacité transfrontalière. Ici, nous mettons en regard la rente de congestion réelle (c’est- à-dire le revenu des enchères), qui reflète cette disposition à payer, avec un indicateur de la rente de congestion théorique, dont le calcul est fondé sur les différentiels de prix horaires réalisés ex-post entre les marchés nationaux¹⁷ (tableau 3).

Idéalement, la rente de congestion réelle devrait être égale à la rente de congestion théorique. En réalité, cela n’est en général pas le cas, à cause de :

- la difficulté, pour les acteurs de marché, d’anticiper précisément les différentiels de prix la veille pour le lendemain, et, a fortiori un mois ou un an à l’avance ;

- la préférence des acteurs de marché pour les échanges de produits de plus long terme (comme des produits base ou pointe sur une journée), associée à la difficulté, voire l’impossibilité, pour les acteurs de marché, de réaliser des arbitrages à un pas de temps horaire ;

- l’imperfection de chacun des marchés interconnectés (faible nombre d’acteurs, asymétrie d’information entre acteurs, dé- séquilibre de taille).

17. La rente de congestion théorique pour l’export d’un marché A vers un marché B est la somme, sur tous les pas horaires de l’année pendant lesquels le prix du marché B est supérieur à celui du marché A, de la capacité d’interconnexion multipliée par le différentiel de prix entre les deux marchés.

18 Les cases vides de ce tableau s’expliquent de la manière suivante :

- en Angleterre, l’absence d’un prix horaire fixé en J-1 rend impossible le calcul de la rente de congestion théorique comme sur les autres frontières ; - il en était de même en Belgique avant le lancement de Belpex fin 2006 ;

- sur la frontière italienne, il n’y avait pas eu, en 2006, d’enchères pour les capacités d’import.

19. Le revenu des enchères infra-journalières sur France-Espagne n’est pas inclus dans ce total, puisque le prix attribué aux capacités infra-journalières n’est pas à comparer au différentiel de prix entre les marchés du jour pour le lendemain.

20. Y compris les coûts de congestion facturés aux acteurs (30 centimes d’euros, pour chacun des deux Etats membres, par mégawatt-heure nominé).

Néanmoins, le suivi dans le temps du ratio entre la rente réelle, révélée par des mécanismes de marché, et cette rente de congestion théorique, pourra s’avérer utile pour détecter, soit les défaillances des mécanismes de gestion de la congestion, soit les incompatibilités entre les organisations des marchés de l’électricité interconnectés, soit, enfin, les insuffisances de concurrence sur une interconnexion²¹.

Il pourra, également, permettre d’évaluer l’impact de la modification des règles d’accès aux interconnexions, ou de l’évolution des organisations des marchés nationaux et d’apprécier si, et dans quelle mesure, le processus évolue vers l’établissement d’un marché intérieur de l’électricité.

Pour l’année 2007, on constate une tendance à l’augmentation du ratio entre rente réelle et rente théorique. Cette augmen- tation peut être due, notamment, à l’introduction de marchés secondaires en 2007, la possibilité de revendre les capacités acquises permettant aux acteurs de réduire leur prime de risque.

Sur la frontière belge, dans le sens de l’export, on constate que la rente réelle a largement dépassé la rente théorique. La forte convergence des prix en 2007 entre Belpex et Powernext (prix égaux pendant 91% de l’année) n’avait en effet pas été anticipée par les acteurs.

1.4. Rente de congestion

Le revenu brut des enchères, pour l’année 2007, s’élève à 376,5 millions d’euros pour la part française, après partage de la ren- te avec les Etats membres voisins (contre 331 millions d’euros en 2006)²². Sur chaque interconnexion, la part française repré- sente la moitié du revenu total, excepté sur l’interconnexion France – Angleterre où le partage suit une règle plus complexe.

Lors de l’élaboration du second tarif (TURPE 2), la recette annuelle des enchères avait été estimée à 103 M€ en moyenne sur 2006-2007 (recettes estimées à 114 M€ en 2006 et à 92 M€ en 2007). Cette estimation, réalisée à partir des indices de prix alors disponibles, ne tenait pas compte de la suppression de la priorité d’accès des contrats de long terme, ni de la mise en œuvre d’enchères sur les frontières avec l’Allemagne, la Belgique et l’Espagne, intervenues après la proposition tarifaire de la CRE. Conformément au c) du point 6 de l’article 6 du règlement 1228/2003, ce revenu prévisionnel a été considéré comme une recette qui vient en déduction des charges à couvrir par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Le re- venu supplémentaire réalisé en 2007 (284 M€) a été versé dans le compte de régulation des charges et des produits (CRCP).

Pour pallier la faiblesse du montant d’investissements consacré aux infrastructures d’interconnexion en 2008, constatée dans sa décision du 20 décembre 2007 relative au programme d’investissements de RTE pour 2008, une partie des recettes d’en- chères obtenues sur la prochaine période tarifaire (TURPE 3) pourrait être affectée à des investissements accroissant les ca- pacités d’interconnexion, conformément au b) du point 6 de l’article 6 du règlement 1228/2003. Ce dispositif devra respecter certaines exigences qui sont a minima les suivantes :

- Cette part de recettes d’enchères devra être affectée à des projets spécifiques préalablement désignés qui contribuent à réduire la congestion en question et qui peuvent être mis en œuvre dans un délai raisonnable.

- Le mécanisme devra inciter RTE à réaliser les investissements dans les meilleures conditions de délais et de coûts.

- Dans la mise en œuvre de ce dispositif, il faudra s’assurer qu’aucun avantage en trésorerie ne résulte pour l’actionnaire.

21. Le suivi de ce ratio sera plus précis en distinguant les différentes échéances de temps auxquelles sont allouées les capacités (voir sections 2.1 et 3.1).

22. Il s’agit ici des valeurs comptables communiquées par RTE, qui diffèrent légèrement des calculs économiques présentés dans le tableau 3.

1.5. Concurrence sur les interconnexions

Le nombre d’utilisateurs de chacune des interconnexions françaises est assez élevé (tableau 4), avec en tout 74 opérateurs actifs aux frontières françaises.

2. Analyse des mécanismes d’allocation des capacités de long terme

Sur toutes les interconnexions de la France avec d’autres Etats membres, l’allocation des capacités est faite selon plusieurs échéances. Les produits de long terme proposés sont les suivants :

- annuel : à la fin de chaque année civile, une bande de capacité est allouée pour l’intégralité de l’année suivante ; - mensuel : chaque mois, une bande de capacité est allouée pour le mois suivant ;

- sur l’interconnexion France – Angleterre, des produits saisonniers, trimestriels, et annuels sur l’année financière (avril à mars) sont également proposés.

La détention de capacités de long terme est l’un des principaux moyens, pour les acteurs de marché, de prendre des positions durables sur un marché étranger. A cet égard, tant l’amélioration de la qualité des produits offerts par les gestionnaires de réseaux, que la maximisation des capacités d’interconnexion, constituent des enjeux importants pour le développement de la concurrence et la construction du marché européen de l’électricité.

2.1. Valorisation des capacités de long terme

Comme pour tout bien, le prix que les acteurs de marché seront prêts à payer pour obtenir ce bien dépend des caractéristiques intrinsèques du produit vendu : plus le produit vendu est fiable (garantie de fermeté, indemnisation en cas de réduction, etc.) et facile d’utilisation (existence d’un marché secondaire, procédure de nomination, nature financière / physique, etc.), plus il aura de valeur.

Un acteur de marché qui veut participer aux enchères de long terme peut considérer deux références de prix afin de déterminer sa disposition à payer pour la capacité. D’une part, s’il est impliqué dans des arbitrages de long terme, il peut considérer le différentiel de prix des produits à terme (ou « forward »), disponibles le jour de l’enchère. D’autre part, s’il est intéressé par des arbitrages de plus court terme, il peut ajouter à cette première valeur son estimation, sur la période considérée, de la volatilité du différentiel de prix sur une base horaire (ou journalière, hebdomadaire, etc.).

23. Le HHI (Herfindahl-Hirschman Index) fournit une mesure de concentration d’un marché: c’est la somme des carrés des parts de marché (en %) des acteurs.

S’il est inférieur à 1000, la concentration est dite faible ; s’il est compris entre 1000 et 1800, la concentration est dite modérée ; s’il est compris entre 1800 et 10 000, la concentration est dite élevée.

24. Les flux nominés au titre du couplage des marchés, sur l’interconnexion France – Belgique, sont exclus du calcul des parts de marché. La diminution observée sur le nombre d’utilisateurs de cette interconnexion est due à l’absence d’acteurs pour les capacités journalières, du fait de la méthode implicite.

La CRE n’ayant pas à sa disposition de telles estimations, qui sont différentes pour chaque acteur de marché, c’est la valeur théorique des capacités, calculée ex-post, sur la base de la volatilité constatée des différentiels de prix horaires, qui est consi- dérée ici. Quand les anticipations des acteurs ne se réalisent pas, par exemple dans le cas d’une situation météorologique inattendue (canicule, forte vague de froid, etc.), cette valeur peut être plus faible que le prix marginal de l’enchère. A cette exception, le prix marginal révélé par une enchère annuelle (resp. mensuelle) doit être, en principe :

- au moins du même ordre de grandeur que le différentiel de prix des produits à terme annuels (respectivement mensuels), constaté à la date de tenue de l’enchère ;

- inférieur à la valeur théorique de la capacité, calculée ex-post sur la base du différentiel de prix horaire entre les marchés organisés pendant toute l’année (respectivement le mois)²⁵.

• Enchères annuelles

On l’avait constaté lors du rapport relatif à l’année 2006 : les capacités annuelles 2007 ont été, dans l’ensemble, mieux valo- risées que celles de l’année 2006. Cette augmentation pouvait être vue comme :

- le signe d’une plus grande concurrence entre acquéreurs de capacités d’interconnexion, - le signe d’une confiance croissante du marché dans les mécanismes d’allocation en vigueur, - une conséquence de l’introduction de marchés secondaires de capacités (voir section 2.3).

Sur toutes les frontières continentales, les capacités annuelles 2008, vendues aux enchères fin 2007, révèlent une nette augmentation de la valeur absolue des capacités d’import vers la France. Sur la frontière anglaise, cette valeur a légèrement baissé, ce qui est cohérent avec l’évolution du différentiel de prix à terme.

Sur l’interconnexion italienne, des enchères annuelles ont pour la première fois été tenues dans le sens de l’import, révélant un prix relativement élevé pour ces capacités (près de 2 €/MWh).

Cette forte valorisation des capacités d’import révèle un intérêt croissant du marché à importer de l’énergie en France. Elle peut être vue comme le signe d’une meilleure exploitation de la complémentarité des parcs de production nationaux et, plus généralement, d’un meilleur fonctionnement des marchés sur la plaque électrique continentale.

Dans l’ensemble, la valorisation des capacités annuelles est fortement corrélée aux différentiels de prix des produits à termes annuels (tableau 5, page 16).

La prise en compte, par les acteurs, de la volatilité horaire des prix (dont l’amplitude donne la valeur théorique de la capa- cité), est difficile, compte-tenu de l’incertitude, lors des enchères annuelles, sur l’évolution des prix à venir. On constate, par exemple, que la valeur attribuée à la capacité annuelle d’export vers la Belgique s’est révélée supérieure à la valeur théorique de cette capacité : les acteurs ne réalisant que des arbitrages de court terme sur cette interconnexion ont pu subir une perte nette. Il en a été de même pour les capacités d’import depuis l’Espagne.

Sur la frontière France-Italie, l’absence de marché à terme en Italie ne permet pas d’effectuer de comparaison entre la valorisation des capacités annuelles et un différentiel de prix à terme. On peut cependant noter que le prix attribué aux capacités annuelles d’export (de l’ordre de 15 €/MWh) est faible en regard de la valeur théorique de la capacité (environ le double), alors que les risques sont faibles sur cette frontière avec un différentiel de prix favorable aux exports vers l’Italie pendant 93 % du temps en 2007.

25. La valeur théorique de la capacité annuelle (resp. mensuelle) d’export d’un marché A vers un marché B est la moyenne du différentiel de prix entre les deux marchés, sur tous les pas horaires de l’année (resp. du mois) pendant lesquels le prix du marché B est supérieur à celui du marché A.

26. Les cases vides de ce tableau s’expliquent de la manière suivante : - en Italie, il n’existe pas de cotation de produits à terme, rendant impossible la comparaison du prix des enchères annuelles au différentiel à terme ; - en Angleterre, l’inexistence d’un prix horaire fiable rend impossible le calcul de la valeur théorique des capacités comme sur les autres frontières ; - il en était de même en Belgique avant le lancement de Belpex fin 2006 ; - il n’y avait pas eu d’enchères annuelles relatives à l’année 2006 sur l’interconnexion espagnole ; - de même pour l’import depuis l’Italie pour les années 2006 et 2007.

• Enchères mensuelles

Les enchères mensuelles ont révélé, en 2007, des prix globalement cohérents avec les différentiels de prix à terme. Les par- ticipants aux enchères mensuelles prennent en compte, lors de leurs offres d’achat de capacité, la volatilité des prix qu’ils anticipent, puisque sur toutes les frontières on note qu’en général, le prix attribué aux capacités mensuelles est supérieur au différentiel à terme. Mais, même sur une échéance d’un mois seulement, cette volatilité est difficile à évaluer ; elle est donc en général sous-estimée par les acteurs.

Sur la frontière allemande, on observe nettement cette cohérence (figure 1). En moyenne, le prix attribué à la capacité mensuelle a dépassé de moins de 1 €/MWh le différentiel à terme, alors que la volatilité réelle des prix a été de 1,50 €/MWh à l’export et 3,60 €/MWh à l’import. Cette différence correspond à la prime de risque des utilisateurs de l’interconnexion.

Sur la frontière espagnole également, on observe nettement cette cohérence (figure 2, page 18). En moyenne, la prime de risque des utilisateurs de l’interconnexion a été de 1,60 €/MWh à l’export et 0,80 €/MWh à l’import.

Sur la frontière belge, on observe également une bonne cohérence entre le prix des enchères mensuelles et le différentiel de prix des produits à terme (figure 3, page 18). En revanche, comme on l’avait noté pour les enchères annuelles, à la fois les prix à terme et les prix des enchères mensuelles semblent surestimer la valeur de l’interconnexion : les prix horaires français et belges ont en effet été alignés pendant 91% du temps en 2007 (voir section 3.3 ci-dessous), ce qui a fortement réduit la valeur théorique de l’interconnexion.

Contrairement aux interconnexions françaises continentales, sur la frontière anglaise la corrélation entre le prix attribué aux capacités mensuelles et le différentiel des produits à terme est très faible, comme on le constate sur la figure 4, page 19.

Sur la frontière italienne, l’absence de marché à terme en Italie ne permet pas d’effectuer de comparaison entre la valorisation des capacités mensuelles et un différentiel à terme. La marge conservée par les acteurs, entre le prix de la capacité et leur valeur théorique, a été moins importante que ce que l’on a observé sur les capacités annuelles (de l’ordre de 6,60 €/MWh en moyenne, pour un prix moyen attribué à la capacité d’export de 25,60 €/MWh).

2.2. Utilisation des capacités de long terme

Les détenteurs de capacités de long terme doivent indiquer, chaque jour, le montant des capacités qu’ils comptent utiliser pour chaque heure de la journée du lendemain (étape de nomination). Ainsi, l’utilisation des capacités de long terme est à mettre en regard du différentiel de prix horaire entre les marchés.

Dans cette partie, l’analyse est menée sur les interconnexions avec l’Allemagne, la Belgique, l’Espagne et l’Italie. Sur l’inter- connexion France-Angleterre, la nomination des capacités de long terme par les acteurs n’étant pas ferme, on ne peut pas différencier l’utilisation des capacités de long terme de celle des capacités journalières, analysée ci-après (section 3.2).

Une utilisation idéale des capacités de long terme, correspondrait, pour chaque heure de l’année, à : - une utilisation maximale dans la direction du différentiel de prix,

- aucune utilisation dans la direction opposée au différentiel de prix.

Le tableau 6 ci-dessous se lit de la manière suivante :

- la première colonne donne la moyenne annuelle des nominations effectuées à contresens du gradient de prix ;

- la deuxième colonne donne le ratio, parmi le nombre d’heures où le gradient de prix était dans un sens, du nombre d’heures pendant lesquelles des nominations étaient effectuées dans l’autre sens ;

- la troisième colonne donne la moyenne annuelle de la capacité non nominée dans le sens du gradient de prix ;

- enfin, la quatrième colonne donne le quotient du nombre d’heures pendant lesquelles la capacité n’était pas nominée au maximum dans un sens par le nombre d’heures où le gradient de prix était dans le même sens.

L’utilisation idéale des capacités, décrite ci-dessus, se traduirait donc, dans ce tableau, par des chiffres tous nuls. Or, on constate que l’utilisation réelle des capacités de long terme est très éloignée de cette utilisation idéale.

Sur les frontières belge et italienne, on constate même que l’utilisation des capacités de long terme est systématique à l’export, quel que soit le signe du différentiel de prix. Sur la frontière belge, les capacités de long terme d’import sont systématiquement sous-utilisées.

En fait, l’utilisation des capacités de long terme semble être régie plus par une logique « business as usual », ou par des arbi- trages de long terme, que par des arbitrages horaires. Cette utilisation s’explique certainement par l’étape de nomination des capacités de long terme qui intervient en amont de la fixation des prix du jour pour le lendemain.

Mais du moment que le « netting » et le « use-it-or-lose-it » des capacités sont correctement appliqués par les gestionnaires de réseaux, c’est-à-dire que le montant des capacités de long terme non utilisées, ou utilisées à contresens, est ajouté aux capacités journalières disponibles, cette mauvaise utilisation des capacités de long terme n’a pas d’impact sur l’utilisation globale de l’interconnexion. L’utilisation des capacités journalières est, en revanche, cruciale (section 3.2).

2.3. Retour d’expérience sur les marchés secondaires

Sur toutes les interconnexions françaises (hors Suisse), des marchés secondaires de capacités existent, permettant aux déten- teurs de capacités de long terme de revendre ou de transférer leurs produits. Ces marchés secondaires ont été mis en œuvre : - sur l’interconnexion France – Angleterre (IFA), le 1^er avril 2001 pour la revente des capacités (version 1 des règles) et le 3 sep- tembre 2001 pour le transfert des capacités (version 2 des règles) ; la règle de transfert a été assouplie dans la version 6 des règles du 31 octobre 2006 ;

- le 1^er janvier 2007 sur les interconnexions avec l’Allemagne, la Belgique et l’Italie ; - le 1^er juillet 2007 sur l’interconnexion avec l’Espagne.

Deux mécanismes coexistent :

- la revente de capacités : les capacités de long terme peuvent être revendues aux enchères journalières (au pas horaire), sur deman- de du détenteur de capacités 2 jours au minimum avant le jour J (le détenteur initial de la capacité touchant alors le prix de l’enchère journalière) ; de même les capacités annuelles peuvent être revendues, sous la forme d’une bande, aux enchères mensuelles²⁷ ; - le transfert de capacités : les acteurs peuvent s’échanger, de façon bilatérale, les capacités de long terme sur une durée de

leur choix (pas horaire).

27. Sur l’interconnexion France-Angleterre, les autres capacités de long terme (saisonnières, trimestrielles) peuvent également être revendues en mensuel.

A noter que ces deux mécanismes ne concernent pas la frontière italienne dans le sens de l’import vers la France puisqu’avant 2008, aucune capacité de long terme n’y avait été allouée.

• Reventes de capacités

Sur les interconnexions continentales, les mécanismes de revente de capacités ont été plutôt bien utilisés en 2007, avec, tou- tes interconnexions confondues, un tiers des détenteurs de capacités de long terme qui ont fait appel à ce service (tableaux 7 et 8). C’est essentiellement la revente des capacités de long terme en journalier qui a été utilisée, permettant ainsi, pour les acteurs qui l’ont utilisée, de changer le principe de « use-it-or-lose-it » en un « use-it-or-sell-it ».

Bien que le marché secondaire en place sur l’interconnexion anglaise soit gratuit pour les utilisateurs, aucun acteur n’a utilisé ce type de mécanisme en 2007. Le marché secondaire tel qu’il existe actuellement sur IFA permet aux acteurs de revendre ou de se transférer uniquement des bandes de capacité de 24 heures (conformément aux produits vendus au marché primaire de capacités). Le manque de souplesse du produit, du fait de l’impossibilité de transférer ou de revendre des capacités au pas horaire, pourrait expliquer le faible intérêt des acteurs pour le mécanisme de revente sur cette interconnexion.

• Transferts de capacités

Les transferts bilatéraux de capacités ont été inexistants sur les interconnexions avec l’Angleterre et l’Espagne, et très rares sur les interconnexions avec la Belgique et l’Allemagne (tableau 9). Sur la frontière italienne en revanche, les transferts ont été plus nombreux avec 10 acteurs sur 39 qui en ont réalisé. Le fait que sur cette frontière uniquement, le nom des détenteurs des capacités soit publié, est sans doute à l’origine de cette différence.

3. Analyse des mécanismes d’allocation des capacités journalières

3.1. Valorisation des capacités journalières vendues par enchères explicites

La valeur des capacités journalières, heure par heure, est à mettre en regard du différentiel de prix horaire entre les marchés.

En théorie, le prix des capacités journalières devrait être égal au différentiel de prix des marchés J-1. Dans les figures 5 à 8 pages 23 et 24, cette utilisation théorique se traduirait par :

- une valeur nulle pour la capacité quand le différentiel de prix est dans le sens opposé (nuage de points aligné sur la droite « y=0 »), - une valeur égale au différentiel de prix quand celui-ci est dans la bonne direction (nuage de points aligné sur la droite « y=x »).

En réalité, les enchères explicites journalières ayant lieu avant la fixation des prix sur les marchés organisés, les participants aux enchères ne peuvent s’appuyer que sur des estimations du différentiel de prix, ce qui peut expliquer, en partie, l’écart constaté entre le résultat des enchères et le différentiel de prix. Il s’agit là d’une caractéristique de la séparation des marchés de l’énergie et du transport (allocation par enchères explicites).

Sur la frontière allemande (figure 5), on constate que le prix attribué aux capacités journalières en 2007 a été peu lié au diffé- rentiel de prix entre les marchés organisés. Cela laisse penser que l’anticipation du différentiel de prix, quelques heures avant la fixation des prix sur les bourses, reste difficile pour les acteurs.

Il en est de même sur la frontière espagnole (figure 6). Sur cette interconnexion, on observe également, sans pouvoir l’ex- pliquer, que les capacités d’export ont souvent été achetées à un prix très élevé, situé entre 25 et 30 €/MWh, alors que le différentiel de prix entre l’OMEL et Powernext était en faveur d’échanges dans la direction opposée.

Sur la frontière italienne (figure 7), le différentiel de prix étant plus aisément prévisible, la valorisation des capacités journalières d’export vers l’Italie est plus proche de la théorie, avec une marge d’erreur cependant encore importante. En revanche, la valo- risation des capacités d’import s’est révélée très peu liée au différentiel de prix entre IPEX et Powernext. En sus de l’inefficacité inhérente de la séparation des marchés du transport et de l’énergie, cela s’explique aussi par le « design » inadapté de ces enchè- res journalières : en 2007, les capacités journalières d’import étaient allouées et automatiquement nominées en J-2, soit très en

amont de la fixation des prix sur les marchés organisés. Depuis le 1^er janvier 2008, à la demande des régulateurs et des acteurs de marché, les capacités d’import correspondent à des options, allouées et nominées en J-1, comme sur les autres frontières.

Sur la frontière anglaise, les produits vendus aux enchères journalières sont des bandes de 24 heures, contrairement aux enchères journalières sur les frontières continentales qui proposent 24 blocs distincts. Aussi, sur cette frontière, le prix des capacités journalières est à mettre en regard du différentiel de prix base journalier ; l’absence de fixation des prix du jour pour le lendemain en Angleterre nous conduit à considérer un indice de prix OTC. Sur la figure 8, les nuages de points ainsi construits ont donc une amplitude plus faible que ceux relatifs aux autres interconnexions, car considérer des prix journaliers et non horaires « écrase » le différentiel de prix. Cependant, cette figure démontre les mêmes inefficacités que sur les autres interconnexions, avec un prix attribué aux capacités journalières faiblement corrélé au différentiel de prix entre les marchés.

3.2. Utilisation des capacités journalières vendues par enchères explicites

- une utilisation maximale dans la direction du différentiel de prix : le taux d’utilisation des capacités (quotient des capacités nominées par les capacités disponibles) devrait être égal à 1 ;

- aucune utilisation dans la direction opposée au différentiel de prix : le taux d’utilisation devrait alors être nul.

Cette utilisation idéale se traduirait, dans le tableau 10 ci-dessous (qui se lit comme le tableau 6 sur l’utilisation des capacités de long terme), par des chiffres tous nuls, et, dans les figures 9 à 13 pages 25, 26 et 27, par deux nuages de points en forme de

« S » (cf. figure 14 page 28 pour une illustration graphique de cette utilisation idéale).

On le constate à la lecture du tableau 10, le niveau des capacités utilisées à contresens et des capacités sous-utilisées a été élevé en 2007.

Sur l’interconnexion France – Allemagne, les capacités journalières ont été presque systématiquement utilisées simultanément dans les deux directions, quel qu’ait été le différentiel de prix, cela même pour des différentiels très élevés (figure 9).

Sur l’interconnexion France – Espagne, les capacités d’export ont été systématiquement utilisées à 300 MW au minimum, quel qu’ait été le différentiel de prix. Les capacités d’import, en revanche, ont été utilisées de manière plus réactive par rapport au différentiel de prix (figure 10).

Sur l’interconnexion France – Italie, le différentiel de prix a presque toujours été favorable aux exports (93% du temps), et les capacités d’export ont, logiquement, été saturées presque en permanence. Quand le différentiel de prix s’est inversé, ce qui s’est produit essentiellement en fin d’année lors des pics de prix sur Powernext, des exports ont tout de même été réalisés, et les capacités d’import ont été utilisées de manière peu réactive au différentiel de prix (figure 11). Cela s’explique, en partie, par le

« design » inadapté des enchères journalières dans le sens de l’import (obligations vendues en J-2).

Sur l’interconnexion France – Angleterre, l’analyse de l’utilisation des capacités diffère de celle réalisée sur les interconnexions continentales, pour deux raisons. Premièrement, comme évoqué précédemment, les capacités de long terme ne sont pas nominées fermement avant l’allocation des capacités journalières. Ainsi, l’analyse de l’utilisation des capacités ne peut porter

que sur la totalité de la capacité d’interconnexion, et non sur la capacité allouée en journalier. Deuxièmement, et c’est ce qui est gênant pour réaliser des analyses fiables, il n’existe pas, sur le marché anglais, de prix horaires fixés en J-1, comme c’est le cas sur les marchés organisés continentaux. Ainsi, on ne peut comparer l’utilisation horaire des capacités d’interconnexion qu’aux prix moyens sur 12 heures (pointe et hors-pointe), ce qui « écrase » le différentiel de prix. Les chiffres présentés dans le tableau 10 sont donc à considérer avec précaution. Malgré ces approximations, on peut constater que l’utilisation de l’inter- connexion présente les mêmes inefficacités que celle des interconnexions françaises continentales (figure 12).

Sur l’interconnexion France – Suisse, les mêmes calculs ne peuvent être effectués car il n’y a pas d’allocation des capacités en export, les contrats de long terme y étant encore prioritaires. Cependant, on peut comparer les nominations sur l’interconnexion à la capacité nette d’import et d’export, et mettre en regard le taux d’utilisation des capacités ainsi calculé avec le différentiel de prix entre les deux marchés organisés (figure 13).

3.3. Retour d’expérience sur le couplage des marchés trilatéral

Le couplage des marchés trilatéral (ou TLC) a permis l’allocation et l’utilisation des capacités journalières entre la France, la Belgique et les Pays-Bas pendant 363 jours en 2007. Les 28 et 29 avril, le couplage n’a pas fonctionné du fait d’un problème technique sur l’une des trois bourses. En application des procédures de mode dégradé du TLC, les marchés nationaux du jour pour le lendemain ont fonctionné en mode découplé et la capacité transfrontalière a été allouée par des enchères explicites.

Pendant les 363 jours « couplés », les flux journaliers ont été parfaitement cohérents avec les prix (par définition de l’algorithme de couplage), ce qui a permis une préséance économique optimale des offres réalisées sur les trois bourses. Sur la figure 14, les points indiquant une mauvaise utilisation des capacités journalières par rapport au différentiel de prix correspondent aux 48 heures « découplées ».

Le couplage des marchés a entrainé une forte convergence des prix des trois marchés organisés (tableau 11). En particulier, les prix Powernext et Belpex ont été égaux pendant 90% de l’année. Les prix des trois marchés organisés ont été égaux pen- dant 63% de l’année, alors que les prix APX et Powernext avaient été alignés, en 2006, pendant 10% du temps seulement.

28. En dehors des deux jours pendant lesquels les trois bourses étaient découplées (les trois prix n’ont alors jamais été alignés).

29. Proportion des heures pendant lesquelles le différentiel de prix entre APX et Powernext était inférieur à 1 €/MWh, du 1^er janvier 2006 au 21 novembre 2006 (démarrage du couplage des marchés). Aucune comparaison de ce type ne peut être effectuée sur la Belgique puisque la bourse Belpex a été créée lors du démarrage du couplage.

D’autre part, les capacités journalières ont été utilisées pendant 29% dans le sens de l’import vers la France, contre 25% en 2006 (tableau 12).

3.4. Estimation de la « perte sociale » liée à l’absence de méthodes implicites

La « perte sociale »³² liée à l’absence de couplage des marchés, sur les frontières allemande, anglaise, espagnole, italienne et suisse, est estimée de la manière suivante : pour chaque heure, elle est le produit de la partie positive du différentiel de prix entre les bourses et de la capacité journalière non utilisée ou utilisée à contresens. Cette estimation est à considérer avec précaution (encadré 6, page 30). Néanmoins, cette estimation permet d’avoir au moins un ordre de grandeur de cette perte sociale sur chaque frontière (tableau 13).

30. En dehors des deux jours pendant lesquels les trois bourses étaient découplées.

31. Du 6 janvier 2006 (date de lancement des enchères explicites journalières) au 21 novembre 2006 (démarrage du couplage des marchés).

32. Ou perte de surplus collectif.

3.5. Couplage de marché et pics de prix

L’année 2007 a été marquée par trois pics de prix qui ont eu lieu sur le marché organisé français, le 29 octobre à 18 heures, le 12 novembre à 20 heures et le 15 novembre à 18 heures. Les prix de Powernext se sont alors élevé, respectivement, à 1 236 €/MWh, 2 500 €/MWh et 1 762 €/MWh.

Au même instant, on a observé sur les interconnexions que :

- un volume important de capacité d’import est resté non utilisé (respectivement 11 295 MW, 9 943 MW et 4 470 MW pour chacun des pics de prix) sur toutes les frontières alors que les prix des marchés organisés voisins étaient tous, à l’exception de ceux de Belpex, très inférieurs à ceux de Powernext (voir tableau 14 pour le pic du 29 octobre) ;

- la France s’est retrouvée à exporter de l’énergie, aux heures des pics de prix, avec un volume d’export, respectivement, de 1 126 MW, 995 MW et 2 501 MW.

La sous-utilisation de la capacité d’interconnexion et l’utilisation à contresens du différentiel de prix mettent clairement en évidence que les mécanismes d’allocation des capacités d’interconnexion actuellement en vigueur ne permettent pas une gestion suffisamment réactive des interconnexions.

Un couplage de marchés pour l’allocation des produits journaliers aurait permis de bénéficier d’offres moins chères provenant des pays voisins. Ceci aurait conduit à augmenter l’offre à prix bas sur Powernext, ce qui aurait sans aucun doute empêché l’apparition de ces pics de prix.

Afin d’estimer les bénéfices de la mise en œuvre d’enchères implicites, l’effet d’un couplage de marché avec l’Espagne lors du pic de prix du 29 octobre a été simulé. Le choix de cet Etat membre est lié au fait que l’OMEL est la seule bourse qui publie un historique de ses courbes agrégées d’offre et de demande, paramètres indispensables pour réaliser cette analyse. Grâce à ces données, le béné- fice d’un couplage des marchés peut être estimé, pour cette journée, d’une manière plus fine que lors de la section précédente.

Le 29 octobre à 18 heures, alors que le différentiel de prix entre Powernext et l’OMEL était de 1 182 €/MWh, la France aurait pu importer 230 MW supplémentaires depuis l’Espagne (tableau 14). La mise en œuvre d’un couplage de marchés pour l’allocation

des produits journaliers avec l’Espagne aurait donc permis de bénéficier de 230 MW d’offres moins chères. D’après les courbes d’offre et de demande de l’OMEL et de Powernext, cela aurait conduit à diviser par deux le prix sur Powernext, qui serait passé de 1 236 €/MWh à 600 €/MWh (figure 15). Le prix sur l’OMEL, quant à lui, aurait augmenté de 10 €/MWh seulement.

Il est intéressant de noter, en outre, que la capacité d’import non utilisée sur la frontière espagnole était la plus faible de tous les pays considérés, ce qui laisse supposer qu’un couplage de marchés avec l’Allemagne, l’Italie, l’Angleterre ou la Suisse aurait eu encore plus d’impact sur le prix de Powernext.

4. Capacités infra-journalières

4.1. Bilan des échanges infra-journaliers en 2007

L’accès aux échanges transfrontaliers à l’horizon infra-journalier offre aux responsables d’équilibre une plus grande flexibilité pour équilibrer leur position lorsqu’ils font face à un évènement non anticipé, et leur permet également de réaliser des arbitra- ges de très court terme.

En 2007, trois mécanismes d’allocation infra-journalière ont coexisté sur les interconnexions françaises :

- une allocation d’options par un mécanisme de type « prorata amélioré », utilisé par RTE sur la frontière suisse à l’export, sur la frontière allemande, et sur la frontière belge (depuis le 22 mai 2007) ;

- une allocation d’options à nominer, allouées par mécanisme d’enchères explicites sur la frontière espagnole (dans les deux sens) ; - une allocation d’obligations à nominer par un mécanisme « premier arrivé, premier servi », utilisée par les gestionnaires de

réseaux allemands RWE et EnBW sur la frontière allemande dans les deux sens. Ce mécanisme d’allocation par les GRT allemands se superposait donc au mécanisme de prorata de RTE sur cette frontière.

Sur les autres frontières, aucune méthode d’allocation des capacités infra-journalières n’est en œuvre, pour différentes raisons : - parce qu’aucune congestion n’est avérée (import depuis la Suisse),

- parce que les nominations des capacités journalières peuvent être modifiées jusqu’à une heure avant la livraison (intercon- nexion avec l’Angleterre) ;

- parce qu’il n’existe pas d’échanges infra-journaliers au sein du marché voisin (Italie).

Excepté sur la frontière espagnole, l’utilisation des capacités infra-journalières a été très faible, comme le montre le tableau 15.

Sur la Belgique, le taux d’utilisation des capacités infra-journalières, dont l’allocation a été mise en œuvre en mai 2007, a été particulièrement bas.

4.2. Cas de l’interconnexion France-Espagne

Sur cette interconnexion, les capacités journalières sont systématiquement utilisées, dans le sens de l’export vers l’Espagne, à hauteur de 300 MW au minimum, quel que soit le différentiel de prix entre l’OMEL et Powernext (section 3.2). Ainsi, grâce au « netting » des capacités journalières, cette capacité est automatiquement proposée en infra-journalier, dans le sens de l’import depuis l’Espagne. Le fait que cette capacité minimum de 300 MW soit systématiquement proposée permet aux ac-

33. Depuis le 22 mai 2007.

teurs de marché d’utiliser l’infra-journalier pour réaliser des arbitrages entre les marchés organisés du jour pour le lendemain, alors que ce n’est a priori pas la vocation des échanges infra-journaliers, puisque la capacité infra-journalière, qui est allouée après la clôture des marchés organisés, peut être nulle (pas de réservation de capacité pour l’infra-journalier).

Dans le cas de l’import depuis l’Espagne, cette possibilité d’utiliser les capacités infra-journalières pour réaliser des arbitrages sur les marchés du jour pour le lendemain est très utile pour les acteurs de marché, car la capacité nette d’import est très faible (de l’ordre de 290 MW). En effet, la capacité proposée aux enchères journalières lors des heures où le différentiel de prix sur les marchés du jour pour le lendemain était favorable à l’import était en moyenne de 270 MW, tandis que pour ces mêmes heures, la capacité proposée lors de la première enchère infra-journalière était de 500 MW en moyenne.

Ainsi, comme le montre la figure 16, le prix des enchères infra-journalières à l’import est nettement corrélé au différentiel de prix J-1 entre l’OMEL et Powernext. Le revenu de ces enchères, sur l’année 2007, s’est élevé à 6,8 millions d’euros pour l’import, ce qui représente 26% des recettes d’enchères totales à l’import. A l’export, ce revenu s’est élevé à 145 000 euros seulement.

5. Echanges d’ajustement

La CRE soutient activement le développement des échanges d’ajustement avec les pays voisins car ces échanges : - contribuent à renforcer la sécurité d’approvisionnement,

- permettent une réduction du prix de règlement des écarts grâce à la mise à disposition du gestionnaire de réseaux d’offres moins chères et à l’accroissement de la concurrence sur le marché de l’ajustement,

- constituent une étape vers l’intégration des mécanismes d’ajustement reconnue nécessaire au bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité (conclusions du 13^e Forum de Florence et Communication de la Commission européenne du 10 janvier 2007³⁴).

34. COM(2006) 851 final.

5.1. Bilan des échanges d’ajustement en 2007

Les échanges d’ajustement entre la France et les pays voisins peuvent aujourd’hui avoir lieu :

- soit dans le cadre du mécanisme d’ajustement (MA) : les offres étrangères sont interclassées avec les offres françaises et sont sollicitées lorsqu’elles sont dans la préséance économique,

- soit dans le cadre des contrats d’échange de réserves de secours conclus entre RTE et les GRT voisins : les offres étrangères ne sont sollicitées qu’en dernier recours, après épuisement des offres disponibles sur le mécanisme d’ajustement.

Dans le cadre du fonctionnement normal du mécanisme d’ajustement, seuls les acteurs suisses et allemands participent activement à la fourniture d’offres d’ajustement sur le système français. En théorie, l’accès au mécanisme d’ajustement est également ouvert aux acteurs britanniques, espagnols et italiens. Mais, en pratique, l’organisation du marché infra-journalier dans ces Etats membres, associée à l’obligation pour les acteurs d’ajustement d’acquérir de la capacité d’interconnexion pour fournir des offres d’ajustement, rend impossible leur participation effective au mécanisme d’ajustement français.

Pour l’année 2007, la participation des acteurs étrangers sur le mécanisme d’ajustement français se limite donc, comme l’année précédente, aux offres d’ajustement activées par RTE auprès des acteurs suisses et allemands, qui constituent donc toujours l’essentiel de la concurrence à l’acteur historique dominant sur le mécanisme d’ajustement français.

Le tableau 16 montre que la part de marché des acteurs étrangers, suisses et allemands, a très légèrement diminué en 2007 par rapport à 2006, passant de 21 à 20 % pour les ajustements à la hausse et de 9 à 7 % pour les ajustements à la baisse.

Les acteurs allemands ont augmenté leur part de marché sur les offres à la hausse.

Par ailleurs, les acteurs de marché français n’ont pas aujourd’hui la possibilité de participer aux mécanismes d’ajustement des Etats membres voisins. Cette situation résulte avant tout :

- en Espagne, d’un obstacle légal : seuls les sites directement raccordés au réseau espagnol sont autorisés à remettre des offres d’ajustement ;

35. Quel que soit le motif d’activation des offres, hors reconstitution des services systèmes.

36. Une offre à la hausse acceptée correspond, pour un acteur étranger, à un import vers la France; une offre à la baisse correspond à un export depuis la France.